Inwerter sieciowy GoodWe, Fronius, Huawei – parametry ustawienia Poland, normy PN-EN 50549

Pytanie

ustawienie w inwerterze sieciowym na poland jakie ma paramtry

Odpowiedź Sztucznej Inteligencji

Bezpośrednia odpowiedź na pytanie

• Wybór profilu „Poland / Poland NC RfG / EN50549-PL” w inwerterze GoodWe (oraz innych producentów) aktywuje zestaw parametrów zgodny z PN-EN 50549-1/-2 i unijnym kodeksem sieci NC RfG 2016/631.
• Najważniejsze wielkości: napięcie nominalne 230 V AC (L-N) / 400 V AC (L-L), dopuszczalny zakres 195–253 V; częstotliwość 50 Hz z zakresem 47,5–51,5 Hz; czasy zadziałania zabezpieczeń ≤ 0,2 s; ponowne przyłączenie ≥ 60 s; współczynnik mocy domyślnie 1 (regulacja 0,95 ind – 0,95 poj); THDi < 3 %; funkcje LFSM-O, Q(U), LVRT/HVRT i pełna ochrona antywyspowa.

Kluczowe punkty

• Napięcie wyłączenia: < 195 V / > 253 V
• Częstotliwość wyłączenia: < 47,5 Hz / > 51,5 Hz
• Anti-islanding: detekcja ≤ 2 s
• Domyślny cos φ ≈ 1, możliwość sterowania mocą bierną
• Re-connect min. 60 s (często 180 – 300 s)

Szczegółowa analiza problemu

1. Podstawa prawna i normatywna

• PN-EN 50549-1/-2 (implementacja NC RfG w Polsce) – obowiązuje od XI 2022 r. dla wszystkich nowych mikro- i małych instalacji.
• IRiESD operatorów (PGE, Tauron, Energa, Enea, Stoen) doprecyzowują progi i czasy.

2. Parametry napięciowe

Mechanizm Q(U): powyżej ok. 240 V inwerter zaczyna pobierać moc bierną (indukcyjną), obniżając lokalne napięcie; współczynnik nachylenia zgodny z wymaganiami OSD (typowo 2 % U_N / 1 kVAr).

3. Parametry częstotliwościowe

Tryb LFSM-O (Limited Frequency Sensitive Mode – Over-frequency): od 50,2 Hz inwerter liniowo redukuje moc z nachyleniem 40 %/Hz; przy 51,5 Hz moc = 0 %.

4. Funkcje dynamiczne

• LVRT/HVRT: krótkotrwałe podtrzymanie pracy przy zapadach/nadmiernych skokach napięcia, z dostarczaniem/pochłanianiem mocy biernej.
• Anti-Islanding (LOM): aktywno-pasywna detekcja; integra z przekaźnikiem linii; czas odłączenia < 2 s.
• Soft-start, regulowany ramp-up ≤ 10 % P_n / s.

5. Czas ponownego załączenia

Minimalnie 60 s po stabilizacji parametrów; wielu OSD wymaga 180 s. Cel: zapobieżenie synchronicznemu ponownemu włączeniu wielu falowników.

6. Parametry jakości energii

• THDi < 3 % przy P ≥ 50 % Pn;
• Flicker zgodnie z IEC 61000-3-3;
• Emisja DC < 0,5 % I_AC_norm (zwykle < 20 mA).

Aktualne informacje i trendy

• Od 2023 r. większość producentów (GoodWe, Fronius, SMA, Huawei) ma w firmware osobny profil „EN50549-PL” z gotową charakterystyką Q(U) i LFSM-O.
• Rosnące nasycenie mikro-PV powoduje podwyższone napięcia; dynamiczne sterowanie mocą bierną staje się kluczowe.
• Prognoza na lata 2024-2027: przejście na funkcje grid-forming w falownikach > 135 kW oraz obligatoryjny LVRT także dla mikroinstalacji.

Wspierające wyjaśnienia i detale

• Próg 253 V wywodzi się z PN-IEC 60038 (230 V ±10 %).
• Przy przekroczeniu 50,2 Hz falownik redukuje P zgodnie z równaniem:
  \[ P = P_{rated} \left(1 - S \cdot (f - 50,2)\right) \]
  gdzie S = 0,4 / Hz.
• Q(U) realizowane jest przez sterownik DSP na zasadzie regulatora PI z martwą strefą ±2 %.

Aspekty etyczne i prawne

• Samodzielna modyfikacja progów => utrata certyfikatu, możliwość odłączenia instalacji przez OSD; odpowiedzialność cywilna w razie szkód.
• Praca wyspowa stanowi zagrożenie życia ekip serwisowych – dlatego LOM jest nieedytowalny.

Praktyczne wskazówki

1. Aktualizuj firmware (SolarGo / PV Master → Device → Upgrade).
2. Wybór kraju: Settings → Grid Code → „Poland NC RfG”; wymagane hasło instalatora (domyślnie 123456, może być zmienione).
3. Po zmianie kodu wykonaj test: Menu → Self-Test → Report; wydruk protokołu dla OSD.
4. Przy częstych wyłączeniach z powodu U> 253 V:
   • pomiar rejestratorem napięcia 7-dni;
   • zgłoszenie protokołów do OSD;
   • ewentualna korekta przekrojów lub regulacja na transformatorze.

Ewentualne zastrzeżenia lub uwagi dodatkowe

• Niektóre starsze modele GoodWe nie posiadają profilu „Poland”; stosuje się wówczas „VDE-AR-N 4105” – konieczna zgoda OSD.
• Wartości graniczne mogą minimalnie różnić się między seriami (DNS, ET, SMT); zawsze sprawdź w instrukcji konkretnego modelu.

Sugestie dalszych badań

• Analiza wpływu adaptacyjnego Q(U) na obniżanie strat w liniach nN.
• Integracja falowników z usługami DSR (Demand Side Response) i VPP (Virtual Power Plant).
• Badania nad wymuszeniem n-iskich harmonicznych (kompensacja aktywna) w falownikach klasy AFE.

Krótkie podsumowanie

Wybór profilu „Poland / Poland NC RfG” w inwerterze automatycznie ustawia ochrony napięciowe 195–253 V, częstotliwościowe 47,5–51,5 Hz, czasy zadziałania ≤ 0,2 s, re-connect ≥ 60 s, cos φ≈1 z opcją Q(U), LFSM-O oraz pełną ochronę antywyspową, spełniając PN-EN 50549 i wymagania operatorów polskiej sieci. Parametry te nie powinny być zmieniane ręcznie; w razie problemów z napięciem należy współpracować z OSD.

Pytanie

jak powinien brzmieć zapis w ofercie lub w umowie gwarantujący dotrzymanie cos fi = 1 w odniesieniu do tego ze przekroczenie tego parametru powoduje naliczenie opłat za energie bierną

Odpowiedź Sztucznej Inteligencji

Bezpośrednia odpowiedź na pytanie

• Najbezpieczniej nie wpisywać „sztywnego” cos φ = 1,00 bezwarunkowo. Zamiast tego: wymaganie techniczne utrzymania pracy z cos φ = 1,00 (±0,02) jako nastawy domyślnej oraz gwarancja braku kosztów z tytułu energii biernej przypisanych do pracy instalacji, wraz z procedurą weryfikacji i odpowiedzialnością wykonawcy.
• Gotowe do wklejenia (oferta/umowa – wybierz wariant):

1. Zapis minimalny (oferta):

• „Wykonawca ustawi inwertery do pracy ze współczynnikiem mocy cos φ = 1,00 (±0,02) w trybie standardowym, przy nieaktywnych funkcjach generacji mocy biernej, o ile warunki przyłączenia/OSD nie stanowią inaczej.”

2. Zapis kontraktowy – rekomendowany (pełna ochrona):

• „Wykonawca gwarantuje, że konfiguracja i dobór urządzeń zapewnią pracę instalacji z domyślnym współczynnikiem mocy cos φ = 1,00 (±0,02). Na poziomie Punktu Poboru Energii (PPE) średni 15‑min współczynnik mocy w czasie generacji instalacji nie będzie gorszy niż cos φ = 0,99 przez min. 95% czasu w każdym okresie rozliczeniowym, z zastrzeżeniem wymagań OSD/warunków przyłączenia. W przypadku naliczenia Zamawiającemu opłat za energię bierną (indukcyjną lub pojemnościową) przypisanych do pracy instalacji, Wykonawca w ciągu 48 h przystąpi do działań korygujących (rekonfiguracja, dostawa i uruchomienie urządzeń kompensacji biernej, w tym dławików antypojemnościowych/SVG/AKPiA) oraz pokryje te opłaty za okres od stwierdzenia do usunięcia przyczyny.”
• „Weryfikacja następować będzie na podstawie: profili 15‑min z licznika OSD (A+/A‑, R+/R‑), rejestracji z analizatora sieci oraz loggera inwerterów, z odniesieniem do profilu bazowego obiektu z okresu bez PV. Strony dopuszczają dodatkowe pomiary odbiorowe.”
• „Gwarancja nie obejmuje zmian po stronie instalacji Zamawiającego po odbiorze, zmian taryf/progów rozliczeniowych OSD, pracy wymuszonej poleceniami OSD (np. Q(U)) ani zdarzeń sieciowych niezależnych od Wykonawcy. Gwarancja obowiązuje przez … lat od odbioru.”

3. Krótki dopisek „anty-kosztowy” (do obu wariantów):

• „Celem konfiguracji jest brak naliczeń za energię bierną wynikających z pracy instalacji. W przypadku wymogu OSD generacji/pochłaniania mocy biernej, nastawy będą dobrane do minimalizacji wymiany Q i kosztów po stronie Zamawiającego.”

Szczegółowa analiza problemu

• Sztywny wymóg „cos φ = 1,00 zawsze” jest technicznie ryzykowny: nowoczesne inwertery realizują wsparcie napięciowe (np. Q(U)), a sieć może wymusić odchylenia cos φ od jedności. Dodatkowo długie kable AC/DC i transformatory wprowadzają komponent pojemnościowy/indukcyjny niezależny od ustawień inwertera (zwłaszcza nocą).
• Operatorzy rozliczają koszty nie z „cos φ” per se, lecz z bilansu energii biernej (indukcyjnej i pojemnościowej) względem energii czynnej oraz progów umownych. Często energia bierna pojemnościowa jest rozliczana „od pierwszej kVArh”, a dla indukcyjnej obowiązuje próg (umowny tg φ0). Progi/stawki są publikowane w aktualnych taryfach i mogą się zmieniać w czasie i między OSD.
• Dlatego zapis powinien łączyć: (a) nastawę domyślną PF≈1 inwerterów, (b) obiektywny sposób pomiaru/oceny na PPE (15‑min profile), (c) odpowiedzialność za usunięcie przyczyny i pokrycie kosztów, jeśli to instalacja je generuje, oraz (d) wyjątki zgodne z przepisami/warunkami OSD.

Teoretyczne podstawy i praktyczne skutki:

• Współczynnik mocy cos φ = P/S, tg φ = Q/P; rozliczenia opierają się na P, Q, a nie na samym cos φ. Nawet PF≈1 w dzień nie gwarantuje braku kosztów po zmroku (pojemność kabli).
• Uśrednianie 15‑min (typowe profile licznikowe) to rozsądne kryterium odbiorowe i eksploatacyjne – eliminuje wpływ krótkotrwałych stanów przejściowych.
• Wymóg „PF≥0,99 przez ≥95% czasu pracy” jest mierzalny i zgodny z praktyką przemysłową oraz zostawia margines na zdarzenia sieciowe.

Aktualne informacje i trendy

• Inwertery oferują: PF=1 jako tryb domyślny, krzywe cos φ(P), regulacje Q(U), a często „Night SVG” (kompensacja nocna kosztem niewielkiej energii czynnej). Coraz częściej stosuje się kompensację aktywną (SVG/STATCOM) dla ograniczenia opłat, zwłaszcza przy długich trasach kablowych i dużych mocach PV.
• OSD w Polsce zaostrzają rozliczanie energii biernej pojemnościowej; pojawia się potrzeba dławików antypojemnościowych po stronie AC lub aktywnej kompensacji po stronie SN/nn.

Wspierające wyjaśnienia i detale

• Miejsce oceny: zawsze na PPE (po stronie licznika OSD), bo tam powstają opłaty.
• Atrybucja kosztów: porównanie profili 15‑min P/Q przed i po uruchomieniu PV, analiza nocnych rejestrów R+ (pojemnościowa) oraz dziennych przekroczeń z PV. To pozwala przypisać koszty do instalacji lub do odbiorów zamawiającego.
• Typowe działania korygujące: korekta nastaw PF/Q(U), ograniczenie krzywych Q(P), dodanie dławików antypojemnościowych, baterii kondensatorów, kompensatorów SVG, korekta topologii kablowej.

Aspekty etyczne i prawne

• Zapisy muszą pozostawać zgodne z warunkami przyłączenia/IRiESD oraz normami (np. EN 50549, NC RfG). Wymaganie „PF=1 bezwzględnie” nie może prowadzić do łamania poleceń OSD ani pogorszenia jakości napięcia.
• Prywatność i dostęp do danych licznikowych: w umowie trzeba przewidzieć zgodę na dostęp do profili PPE na potrzeby weryfikacji.

Praktyczne wskazówki

• W odbiorze końcowym wymagaj protokołu z analizatora sieci (P, Q, S, PF, R+/R‑) z próbkowaniem 10 s i agregacją 15‑min podczas pracy PV ≥50% Pn oraz w nocy (min. 2 h).
• Ustal bazę odniesienia: ostatni pełny okres rozliczeniowy przed przyłączeniem PV (profil z licznika OSD).
• Zapisz czasy reakcji serwisu (np. 48 h) i termin trwałego usunięcia przyczyny (np. 14 dni).
• W specyfikacji technicznej wpisz: domyślny „Unit PF”, Q(U)/cos φ(P) – OFF, chyba że OSD wymaga inaczej; jeśli OSD wymaga Q(U) – parametry „minimalizujące Q”.

Ewentualne zastrzeżenia lub uwagi dodatkowe

• PF=1 nie jest osiągalny w 100% czasu; konieczny jest margines tolerancji i uśrednianie czasowe.
• Progi i stawki OSD mogą się zmieniać – w umowie odwołuj się do „aktualnych taryf/umów dystrybucyjnych”.
• Jeśli Zamawiający później rozbuduje/zmieni instalację odbiorczą, odpowiedzialność wykonawcy za koszty Q powinna wygasać lub wymagać aneksu.

Sugestie dalszych badań

• Sprawdź aktualną taryfę i IRiESD właściwego OSD oraz warunki przyłączenia – szczególnie rozliczanie energii biernej pojemnościowej.
• Zweryfikuj możliwości „Night SVG” w oferowanych inwerterach i koszty eksploatacyjne tej funkcji.
• Rozważ audyt Q całego obiektu (profil dobowy, sezonowość), zanim ustalisz ostateczną treść gwarancji.

Krótkie podsumowanie

• Nie narzucaj bezwarunkowo „cos φ = 1 zawsze”. Połącz: domyślny PF≈1, obiektywną metrykę w PPE, jasno opisaną odpowiedzialność wykonawcy za usunięcie przyczyny i pokrycie kosztów energii biernej przypisanych do instalacji, oraz wyjątki zgodne z wymaganiami OSD. Powyższe wzory zapisów są gotowe do użycia i minimalizują ryzyko zarówno techniczne, jak i finansowe.